AUTORITA PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS AUDIZIONI PERIODICHE Roma 20 settembre 2012

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1 AUTORITA PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS AUDIZIONI PERIODICHE Roma 20 settembre 2012 (il presente documento annulla e sostituisce quello già depositato in occasione delle Audizioni dello scorso 20 settembre 2012) Considerazioni APER sull attività regolatoria dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas con riferimento alla produzione di energia da fonti rinnovabili. 1. Considerazioni generali Il contesto nazionale di riferimento sembra oggi offrire nuove opportunità di sviluppo delle fonti rinnovabili. Infatti, è di pochi giorni fa la notizia dell adozione della tanto attesa proposta di Strategia Energetica Nazionale all interno della quale per le rinnovabili sono stati posti obiettivi più ambiziosi rispetto al PANER del Stando alla Strategia, le fonti rinnovabili soddisferanno il 20% dei consumi finali lordi nel 2020, ben al di sopra dell obiettivo assegnatoci dall Ue pari al 17%; inoltre, per quanto riguarda il solo settore elettrico arriveremo, con 130 TWh di produzione, al 38% dei consumi finali lordi al 2020, obiettivo molto vicino a quanto indicato a suo tempo da APER (40% al 2020), tra lo scetticismo generale, e nettamente più elevato rispetto ai circa 100 TWh e al 26% indicato nel PANER, target di fatto già virtualmente raggiunto con ben 8 anni di anticipo. Tuttavia, affinchè tali sfidanti obiettivi non rimangano solo impressi sulla carta, occorre che siano adottate entro il più breve tempo possibile le misure attuative della Strategia. Il settore non può permettersi che venga replicato l errore cui è stato costretto ad assistere con i decreti incentivanti dello scorso 5 e 6 luglio 2012: i 16 mesi di ritardo nella loro adozione hanno determinato il blocco di molte iniziative già cantierabili, e contribuito ad alimentare la sfiducia degli investitori nazionali e stranieri. In questo quadro, il ruolo dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas continua a essere preponderante. Sebbene sia apprezzabile che tra gli obiettivi strategici del Piano triennale delle attività per il triennio , l Autorità abbia incluso la crescita sostenibile del Paese attraverso la promozione degli investimenti nel settore energetico e lo sviluppo delle attività delle filiere produttive dell energia elettrica in un ottica di mercato concorrenziale, tuttavia, è doveroso rimarcare che esistono numerosi provvedimenti adottati, in via di formazione, o la cui adozione è da tempo attesa, che competono all Autorità e che APER ritiene particolarmente critici.

2 2. Considerazioni puntuali sull attività dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas L Associazione affida al presente capitolo le considerazioni puntuali su tematiche particolarmente critiche per il settore la cui regolazione è di competenza dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas. Prenotazione della capacità di rete L Autorità per l Energia ed il Gas ha recentemente adottato la Deliberazione n. 328/2012/R/eel con la quale sono state apportate ulteriori modifiche al TICA. Si tratta della quarta modifica che l Autorità, in soli tre anni, introduce al Testo Integrato delle Connessioni Attive introdotto per la prima volta con la deliberazione ARG/elt 99/2009 e già emendato con le deliberazioni n. 125/2010, 187/2011 e 226/2012 adottate a seguito dei ricorsi giurisdizionali promossi dagli operatori del settore e della Associazioni di categoria (APER inclusa) o a seguito delle segnalazioni (anche da parte di APER) di inadeguatezza della disciplina concepita. In particolare, rispetto a quanto già disposto dall ultima delle elencate deliberazioni, con l ultimo provvedimento adottato in ordine di tempo: - è previsto che l operatore richiedente la connessione inizi i lavori di realizzazione dell impianto entro 12 mesi (per BT e MT) e 18 mesi (per AT e AAT) dalla data di accettazione del preventivo; - nel caso di impianti con potenza fino ad 1 MW l accettazione del preventivo comporta la prenotazione della relativa capacità di rete; - viene aumentato il periodo di validità delle STMG per impianti sopra la soglia di 1 MW di potenza solo per MT (da 180 a 210 gg) e per AT (da 210 a 270 gg); - nel caso in cui non venissero rispettati i termini indicati, si dispone un nuovo procedimento che coinvolge l ente responsabile del procedimento amministrativo per avere conferma della connessione assegnata o per averne una nuova; - vi è un generale maggior coordinamento tra Gestori di rete ed amministrazioni regionali. La posizione di APER La nuova disciplina dettata dalla Deliberazione n. 328/2012/R/eel, che si applica anche ai procedimenti in corso, deve ancora essere sperimentata dai produttori. Nondimeno, sebbene APER abbia da sempre condiviso la necessità e l opportunità di impostare strumenti finalizzati a superare il fenomeno della saturazione virtuale delle reti elettriche, attesi i dichiarati 184 GW di potenza prenotati, segnala che la disciplina risultante dalle modifiche fino a oggi apportate al TICA pag 2 di 10

3 appare tutt altro che ispirata ai principi semplificatori, in quanto reca un numero eccessivo di adempimenti e termini entro cui porli in essere. Non solo. La stratificazione regolatoria cui si è assistito ha comportato la moltiplicazione di discipline transitorie tra le quali i produttori hanno difficoltà a districarsi. Il quadro brevemente delineato in tema di procedure di connessione alla rete (ma le considerazioni valgono, come si vedrà, anche per altri provvedimenti) è il risultato evidente della sistematica assenza dell analisi di impatto regolatorio oltre che della scarsa considerazione dell apporto collaborativo fornito dagli stakeholder in sede di consultazione. Adempimenti che, se adeguatamente posti in essere, potrebbero risparmiare all Autorità attività superflua e concorrere alla creazione e mantenimento di un quadro regolatorio stabile e certo a vantaggio degli operatori e degli altri attori del settore. Oneri di sbilanciamento per fonti rinnovabili non programmabili La Deliberazione n. 281/2012/R/efr ha introdotto una profonda revisione del servizio di dispacciamento dell energia elettrica per le unità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili non programmabili (FRNP). Nello specifico ha esteso, a partire dal 1 gennaio 2013, anche agli impianti esistenti, l applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento previsti per le unità non abilitate alle fonti rinnovabili non programmabili, al netto di una franchigia che sarà pari al 20% del programma vincolante modificato e corretto di immissione nei primi 6 mesi e al 10% a partire dal 1 luglio. La stessa Deliberazione ha inoltre abolito il premio alla corretta programmazione, la cui applicazione si era rivelata non adeguata a coprire i costi dell investimento per le attività di forecasting, in particolare per la fonte eolico. Anche in questo caso, la Deliberazione non è stata preceduta da un analisi dell impatto della regolazione, cui ha provveduto in via sussidiaria, del tutto irritualmente e a posteriori, il GSE nel documento sulle Modalità applicative per il trasferimento dei corrispettivi di sbilanciamento, del 18 settembre scorso, ad oggi in consultazione. Nel quadro regolatorio di riferimento non può essere dimenticata la Deliberazione n. 342/2012/R/eel, in merito alla revisione dei prezzi di sbilanciamento, la quale ha generato ulteriore incertezza a riguardo, in quanto si è in attesa della nuova proposta di calcolo dei prezzi di sbilanciamento che Terna dovrà presentare entro il 3 ottobre 2012 (cioè meno di tre mesi prima dell entrata in applicazione della Deliberazione n. 281/12). pag 3 di 10

4 La posizione di APER Le disposizioni introdotte dalla Deliberazione n. 281 destano seria preoccupazione in seno all Associazione. Sebbene essa condivida (come già segnalato nelle osservazioni inviate in risposta al DCO n. 35/2012 e nella nota del 22 giugno 2012) il principio di maggiore responsabilizzazione degli utenti di dispacciamento di impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, tuttavia ritiene che la Deliberazione introduca un modello inaccettabile nel quale l errore nella programmazione comporta l applicazione di penali di importo talmente elevato da minare la sostenibilità economica degli investimenti già effettuati (oltre che dei nuovi). Parimenti, si ritiene irragionevole, in quanto non giustificata da opportuni studi o istruttorie tecniche, la scelta di abolire il Corrispettivo per la Corretta Previsione, di cui alla Deliberazione n. 5/2010. La deliberazione, in altri termini, a fronte della difficoltà oggettiva di prevedere la produzione di attesa, introduce una responsabilità a senso unico per l operatore: se sbaglia, paga, se non sbaglia non viene in alcun modo premiato. Né la franchigia prevista (il cui valore sembra essere stato determinato in modo del tutto casuale senza alcuna preventiva istruttoria tecnica) pare idonea a mitigare le conseguenze dell errore. Per porre parziale rimedio alle criticità evidenziate, è auspicabile da parte dell Autorità un intervento più armonico sulle regole di mercato, non volto, dunque, solamente ad introdurre penalizzazioni per gli sbilanciamenti, ma a prevedere contemporaneamente strumenti di riduzione del rischio. In particolare, sarebbe opportuno: introdurre la possibilità di aumentare le sessioni del mercato infragiornaliero e di aggiustare i programmi degli impianti quanto più vicino possibile alla gate closure del mercato, per avvicinare quanto più possibile il programma di immissione alla consegna fisica dell energia; riconoscere la possibilità di aggregazione dei punti di immissione (anche a livello nazionale e per le differenti tecnologie) per il calcolo degli sbilanciamenti, come avviene peraltro in altri mercati europei dove gli sbilanciamenti sono già stati introdotti da tempo; differenziare la disciplina per tenere conto delle peculiarità che riveste ogni singola fonte sia per quanto riguarda le tecnologia, sia per la prevedibilità della fonte primaria; in particolare, introdurre una franchigia modulabile in base alle differenti prevedibilità delle fonti; correlare la quantificazione dell errore di sbilanciamento alla quantità dell errore delle previsioni; infatti gli oneri di sbilanciamento non dipendono solo dalla corretta attività di forecasting e programmazione, ma anche dal segno dello sbilanciamento aggregato zonale; reintrodurre una forma di premialità per la corretta previsione e ripartire equamente i vantaggi nei servizi di dispacciamento tra produttori e consumatori. Coefficienti convenzionali di perdita pag 4 di 10

5 La Deliberazione n. 175/2012/R/eel ha ridotto eccessivamente i fattori percentuali convenzionali di perdita applicati all energia elettrica immessa nelle reti di bassa (5,1%) e media tensione (2,4%) dagli impianti di generazione distribuita, per il periodo 1 luglio dicembre Tale provvedimento, peraltro, fa seguito alla Deliberazione n. 196/2011, mediante la quale l Autorità aveva già apportato delle prime modifiche ai predetti coefficienti, ed alla Deliberazione n. 199/2011 con la quale si è disposto l azzeramento del corrispettivo CTR a decorrere dal 1 gennaio La ratio dei provvedimenti in oggetto è da ravvisarsi nella crescente diffusione degli impianti di Generazione Distribuita, con il conseguente avvicinamento tra produzione e consumo di energia e la relativa diminuzione delle percentuali di perdita di energia elettrica. La posizione di APER APER ha proposto impugnazione in via giurisdizionale delle tre Deliberazioni (ricorsi notificati in data 27 febbraio 2012 Deliberazioni 196 e 199/2011 e in data 5 luglio Deliberazione 175/2012 -), censurando nel merito l irragionevolezza della revisione anche alla luce (ancora una volta) della carenza di istruttoria che ha preceduto l adozione delle stesse, soprattutto rispetto allo Studio commissionato al Politecnico di Milano, nonché della contraddittorietà rispetto alla disciplina complessiva europea e nazionale che mirano a promuovere la generazione distribuita e non a deprimerla. Ogni considerazione sulle deliberazioni è stata, dunque, affidata ai ricorsi. Ciò che preme ribadire in questa sede è, ancora una volta, la necessità di un maggior confronto tra Autorità e Associazioni di categoria sia per massimizzare l apporto collaborativo dei soggetti portatori di interessi, evitando di svilire la consultazione declassandola a mero ed automatico adempimento burocratico, sia in funzione deflattiva del contenzioso. Sistemi di interfaccia per impianti in bassa e media tensione Con la Deliberazione n. 84/2012/R/eel (così come modificata dalla Deliberazione n. 165/2012/R/eel), l'autorità, a fronte del rapido e notevole incremento della produzione da generazione distribuita ed in particolare da fonte rinnovabile fotovoltaica, ha approvato alcune disposizioni atte a garantire la continuità della gestione in sicurezza del sistema elettrico nazionale. In particolare, per tutte le tipologie di impianti caratterizzati da produzione intermittente e non programmabile, l'autorità ha imposto l'adozione di specifici dispositivi elettrici e regole tecniche di funzionamento. La nuova regolazione riguarda tutti gli impianti connessi alle reti in media e bassa tensione pag 5 di 10

6 che sono entrati in funzione dopo il 31 marzo di quest'anno e che dovranno adeguarsi, entro termini differenziati, alle previsioni della Deliberazione. La posizione di APER Il provvedimento adottato appare alquanto lacunoso con riguardo al comparto dei generatori rotanti a differenza di quanto disposto per i dispositivi statici - nonostante il campo di applicazione della Deliberazione si estenda ad entrambe le tecnologie. I generatori rotanti (aereogeneratori eolici turbine idroelettriche) attualmente in funzione, infatti, secondo quanto riferito dai principali costruttori, non sono in grado di operare a frequenze sensibilmente distanti dalla frequenza nominale industriale, come invece richiesto dalla Deliberazione. L imposizione da parte dell Autorità e dei Gestori di rete del rispetto rigoroso dei parametri imposti potrebbe causare un aumento del deterioramento delle macchine nel tempo, con evidente danno economico a carico dei produttori, senza considerare l eventuale possibilità di richiusura del parallelo fuori sincronismo. Anche in relazione al predetto provvedimento, APER auspica che l Autorità dell Energia Elettrica ed il Gas valuti con maggior cura le diverse esigenze correlate allo sviluppo degli impianti FER allo scopo di non frustrarne ulteriormente e irrimediabilmente la crescita. Scambio sul posto Il Decreto Interministeriale 6 luglio 2012, ha disposto (art. 23) l alternatività del meccanismo dello scambio sul posto ai regimi incentivanti stessi e ha delegato all Autorità un aggiornamento, entro 120 giorni, delle condizioni tecnico-economiche del servizio, mirato a semplificarne la fruizione attraverso la corresponsione da parte del GSE di restituzioni forfettarie per gli oneri legati all utilizzo della rete (oneri di rete propri e oneri di sistema). Con Documento di Consultazione n. 322/2012/R/eel l Autorità ha proposto i propri orientamenti in merito, a cui gli operatori interessati sono chiamati a rispondere entro il 28 settembre Oltre a delineare un nuovo meccanismo che va effettivamente verso una semplificazione delle modalità di calcolo del contributo in conto scambio, ha proposto al contempo di escludere, almeno nei casi di impianti futuri, gli oneri generali di sistema (ovvero le componenti tariffarie A, UC 4 e UC 7 ) dalla restituzione del GSE, limitandola ai soli oneri di trasporto, distribuzione, misura e dispacciamento. La motivazione principale appare quella di non erodere la base imponibile dei soggetti che pagano gli oneri di sistema, dato il significativo incremento di tale voce avvenuto negli ultimi anni nella bolletta elettrica. pag 6 di 10

7 La posizione di APER APER, rinviando al redigendo documento di osservazioni al DCO per commenti più puntuali, segnala sin da subito che il risultato del pur condivisibile spirito semplificatorio del meccanismo è l affossamento del meccanismo stesso. Infatti, l esclusione dal corrispettivo unitario di scambio forfetario (CUs), relativo alle componenti tariffarie variabili rimborsabili, della quota parte relativa agli oneri di sistema (A e UC), comporta una notevole riduzione dell incentivo intrinseco dello scambio sul posto. Per l ennesima volta, le scelte dell Autorità non paiono poggiare su puntuali valutazioni in merito all impatto che la restituzione degli oneri di sistema ai soggetti fruitori del servizio potrebbe avere sulla platea molto più vasta degli altri soggetti, che invece li pagano per intero: la logica che anima le posizioni dell Autorità sembra essere costituita, più che altro, dalla mera riduzione della spesa d incentivazione per le fonti rinnovabili. Al contrario, APER crede profondamente nello strumento dell autoconsumo associato allo scambio sul posto e lo considera come uno dei tasselli principali per arrivare alla grid parity, in un nuovo scenario che vedrà, da un lato, sempre più diffusa la Generazione Distribuita e, dall altro lato, parzialmente ridotto l utilizzo della rete pubblica. Piuttosto che mettere in atto meccanismi che ne riducono di molto la sostenibilità, come quelli che si stanno palesando, andrebbe viceversa innalzata fino a 10 MW la soglia di fruizione del servizio, oggi limitata a 200 kw, così come proposto recentemente anche dal Ministero dell Ambiente. SEU, SAAE e reti private Da oltre quattro anni il settore attende l intervento regolatorio dell Autorità, sui SEU. Infatti, già il D.Lgs. n. 115/2008 art. 10- (successivamente modificato dal D.Lgs. n. 56/2010) aveva demandato all Autorità il compito di definire le modalità per la regolazione dei Sistemi Efficienti di Utenza. Quanto ai SAAE, il Decreto MiSE 10 dicembre 2010 li definisce come Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC), non reti private, caratterizzati dalla presenza di un unico cliente finale e un produttore eventualmente terzo, in cui la configurazione impiantistica è realizzata all interno dell area di proprietà - o comunque nella disponibilità - del cliente. In precedenza, il D.Lgs. n. 115/2008 aveva già definito una fattispecie di SAAE, i Sistemi Efficienti d Utenza (SEU), come quei SAAE in cui l impianto in oggetto sia di potenza non superiore a 20 MWe e sia al contempo alimentato da fonti rinnovabili o produca in assetto cogenerativo ad alto rendimento. Oltre ai SEU, una particolare rilevanza potrebbero avere anche i Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC) che si identificano con le Reti Interne d Utenza (RIU) e con le altre reti elettriche private, con eventuale produzione interna. Le prime sono regolate dalla L. n. 99/2009 e corrispondono in sostanza a reti già pag 7 di 10

8 esistenti; le seconde dovranno svilupparsi in futuro. Attualmente la L. n. 99/2009 stabilisce una discriminazione tra RIU e altre reti elettriche private: per le prime gli oneri di rete valgono solo sull energia prelevata; per le seconde sull energia consumata. La posizione di APER Lo sviluppo dei SEU rappresenta un imperdibile occasione per un ulteriore e diversa diffusione degli impianti di piccola taglia alimentati da fonti rinnovabili, costituendo una risposta territorialmente efficiente alla domanda di energia, permettendone un adeguata valorizzazione ed una più corretta programmazione sul territorio. Ad avviso di APER i SEU possono rappresentare uno strumento determinante nel processo di transizione verso la grid parity. Purtroppo, il forte ritardo accumulato nell attività regolatoria sta cagionando rilevanti perdite di opportunità riguardo allo sviluppo di iniziative energetiche focalizzate sulle c.d. reti intelligenti (finalizzate all interazione produttore-consumatore a livello locale) o sull accessibilità al mercato da parte dei clienti finali inseriti in sistemi di utenza. La riconosciuta possibilità di vendere energia elettrica direttamente rappresenta indubbiamente una pregevole occasione sia per i produttori, i quali possono beneficiare della vendita di energia al netto di una quota rilevante di oneri di sistema, di corrispettivi per il servizio di trasporto e delle relative imposte, sia per i clienti finali a cui viene offerta l opportunità di stipulare contratti a prezzi certamente più vantaggiosi. APER ritiene che la disciplina attuativa di competenza dell Autorità dovrebbe: prevedere la possibilità di vendita a più clienti finali e non solamente in esclusiva (in modo anche da mitigare il rischio associato); innalzare, come già anticipato, la soglia per lo scambio sul posto (da 200 kw a 10 MW) per massimizzare l autoconsumo, utilizzando la rete pubblica come sistema d accumulo virtuale e solo in caso di necessità; eliminare la discriminazione tra RIU e nuove reti private insieme a qualsiasi altra limitazione alla concorrenza tra differenti modalità organizzative delle reti elettriche come sancito dall Antitrust nel documento AS898 del 23 dicembre Sistemi di accumulo Il D.Lgs. n. 28/2011 all art. 17, c. 3 ha previsto che Terna possa sviluppare, tra i suoi interventi, sistemi di accumulo dell energia elettrica finalizzati a facilitare il dispacciamento degli impianti a fonti non programmabili. In seguito a tale prescrizione, Terna ha previsto nel suo Piano di Sviluppo 2011 che, in modo complementare rispetto allo sviluppo della rete, vengano realizzati 130 MW di accumuli che farebbero pag 8 di 10

9 risparmiare al gestore di rete l acquisto di 410 GWh/anno di servizi di dispacciamento oltre a livellare i picchi di energia, rendere rapidamente disponibili per qualsiasi evenienza riserve di energia, fornire capacità di regolazione primaria della frequenza, in modo da valorizzare al meglio il crescente apporto alla generazione elettrica da parte delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP). La posizione di APER APER vede favorevolmente l implementazione di sistemi di accumulo che aiutino a governare meglio l equilibrio della rete e condivide che tali investimenti siano effettuati dal gestore stesso della rete, che conosce meglio di qualunque altro soggetto le criticità da correggere. Contestualmente, occorrerà valutare attentamente a chi delegarne la gestione, poichè i volumi di energia accumulata potrebbero avere un impatto tutt altro che neutro sul mercato elettrico. In tal caso, sarebbe auspicabile coinvolgere, tramite gare ad evidenza pubblica, gli operatori di mercato (grossisti, trader, produttori stessi) nella gestione dei volumi di energia derivanti dagli accumuli. Procedura di Riduzione Generazione Distribuita (RIGEDI) Con la redazione dell Allegato A72 al Codice di Rete, approvato dall Autorità con la Deliberazione n. 344/2012/R/eel, TERNA ha introdotto una nuova Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizioni di emergenza del Sistema Elettrico Nazionale (RIGEDI). Nello specifico sono state definite le modalità di attuazione della riduzione della produzione da impianti di generazione distribuita connessi alle reti elettriche di media tensione (MT), con particolare riferimento agli impianti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e fotovoltaica con potenza nominale superiore ai 100 kw, al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale in particolari condizioni di funzionamento dello stesso. La procedura ha trovato applicazione a decorrere dal 1 Agosto 2012, ma non è previsto un termine finale di efficacia del provvedimento. Gli impianti, ai fini del piano di riduzioni TERNA, sono classificati in due distinte categorie: gli impianti connessi con linee dedicate (definiti impianti di tipo GDTEL); il distacco è attuabile da remoto dall impresa distributrice, su comunicazione di Terna con un tempo di preavviso di 60 minuti; gli impianti connessi con linee non dedicate (definiti impianti di tipo GDPRO); il distacco è attuabile dal Titolare dell impianto ad opera dell impresa distributrice su indicazione di TERNA, con un preavviso di 7 giorni. pag 9 di 10

10 La posizione di APER Ferma restando l assoluta disponibilità da parte dei produttori a partecipare concretamente alle pratiche per il mantenimento in sicurezza del sistema elettrico, la procedura individuata non pone alcuna garanzia oggettivamente dimostrabile circa l indispensabilità dei distacchi e circa l auspicabile minimizzazione della quantità di produzione distaccata. Nella nuova procedura non si dà evidenza degli elementi tecnici oggettivi che possano essere ricondotti allo stato di sicurezza della rete. L ordine di priorità delle tipologie di impianti sottoposte a distacco stabilisce, infatti, che la prima produzione ad essere distaccata sia quella denominata GDPRO, per di più, sulla base di ordini impartiti in maniera irrevocabile ben 7 giorni prima dell effettivo distacco. Ciò appare decisamente eccessivo considerando che il livello di massima produzione è prevedibile con maggiore attenzione tanto più ci si avvicina al tempo reale di consegna dell energia. Quanto alle modalità e ai contenuti APER ritiene opportuno: in via principale, che le esigenze di garantire la sicurezza della rete, che oggi sembrano rendere imprescindibile l adozione della procedura RIGEDI, siano in via prioritaria assicurate attraverso idonee attività di sviluppo della rete e di efficientamento delle infrastrutture attualmente esistenti, riservando l adozione di misure di emergenza a ipotesi marginali e imprevedibili; conseguentemente, che venga definita temporalmente la portata del provvedimento; che venga stimato e reso disponibile il dato relativo al possibile impatto applicativo dello stesso, oppure, in linea di massima, l ordine di grandezza degli impianti che potrebbero essere soggetti a riduzione di produzione o completo distacco; stabilire che il distacco per impianti GDPRO a rotazione avvenga con un preavviso non superiore a un giorno, in considerazione del fatto che l utilizzo degli impianti GDTEL è di per sé idoneo a compensare eventuali errori formulati nella previsione del giorno prima; introdurre un'altra categoria di impianti, definiti GDPRES (i.e. impianti di generazione distribuita presidiati) per i quali il distacco o la riduzione, qualora necessari, vengono effettuati direttamente dai titolari degli impianti e non dal gestore di rete. Tali impianti infatti, essendo presidiati costantemente, possono ricevere gli ordini direttamente da Terna ed essere eseguiti in maniera immediata. Per quanto riguarda l ordine di distacco si ritiene opportuno che tale categoria di impianti per loro natura deve essere assimilata agli impianti GDTEL (i.e. essere distaccati dopo GDPRO); prevedere la compensazione economica della mancata produzione a causa degli eventuali ordini di distacco. pag 10 di 10